Нет комментариев Разное

Крепление скважин: Крепление скважин

Опубликовано

Содержание

Крепление скважин. Анализ образования флюидопроявляющих каналов в зацементированном пространстве скважин и мероприятия по обеспечению качественной крепи — Нефтесервис

Миграция газа в заколонном пространстве (ЗП) или переток газа между отдельными пластами сразу же после закачки в скважину цементного раствора представляет собой очень серьезную проблему, особенно для скважин, вскрывающих пласты с аномально-высоким пластовым давлением (АВПД), расположенных как на суше, так и в море.

Анализом и предотвращением причин возникновения заколонных флюидопроявлений занимаются отечественные и зарубежные исследователи долгие годы. Авторы [1-7] подразделяют межколонные газопроявления на две группы. К первой группе отнесены межколонные газопроявления, обусловленные непосредственным поступлением газа из продуктивных горизонтов через цементное кольцо и зазоры между цементным камнем и стенками скважины и обсадных колонн. Ко второй группе отнесены межколонные газопроявления, связанные с негерметичностью обсадных колонн.

Наибольший интерес представляют вопросы, относящиеся к первой группе, где основные факторы связаны с технологическими и физико-химическими процессами. Результаты исследований сводятся к следующему:

  • темпы водоотдачи цементного раствора и его расширение в наибольшей степени
    влияют на снижение давления в цементном столбе;

  • выход газа из пласта может начаться задолго до начала схватывания цемента, если цементный раствор имеет большую водоотдачу;

  • сокращение объема цементного раствора за счет гидратации (контракция) происходит до начала схватывания цемента. Величина сокращения объема колеблется от 0,1 до 0,3%;

  • снижение давления в столбе цементного раствора имеет место даже при отсутствии водоотдачи цементного раствора выше залегания газового пласта;

  • расширяющиеся цементные составы, из которых может выделяться газ после
    окончания цементирования, могут компенсировать снижение давления в столбе цементного раствора;

  • свободная вода непосредственно не влияет на утечки газа;

  • товарные цементы, которые расширяются после начала схватывания, не
    предотвращают утечки газа.

Исследования, проведенные техасским университетом и фирмой «Экссон», показали, что миграция газа в ЗП при цементировании скважины обуславливается снижением
гидростатического давления столба тампонажного раствора во время начального периода его затвердевания [8].

Анализ существующих представлений показывает, что наиболее обоснованной
действующей силой флюидопроявления следует считать градиент давления, возникающий в период освоения и эксплуатации скважин за счет депрессии на непродуктивное насыщение флюидами пластов. Представления о путях продвижения пластового флюида связываются с наиболее слабыми участками в ЗП, сопротивление которых недостаточно для предотвращения движения флюидов и с выявлением причин формирования таких участков.

В настоящее время основными причинами формирования флюидопроявляющих
каналов в структуре твердеющего тампонажного раствора в начальный период ожидания
затвердевания цемента (ОЗЦ) называют процесс седиментации и напорное воздействие
пластового флюида.

Совпадение характерных зон седиментации и изменения проницаемости говорит об определяющей роли осаждения твердых частиц в процессе повышения проницаемости
цементного раствора (камня). Убедительным аргументом в пользу этого вывода служат
исследования, выявляющие влияние времени седиментационных процессов на
проницаемость цементного камня (рисунок 1). Экспериментами доказана возможность
формирования сплошных каналов в цементном камне при использовании седиментационно неустойчивых тампонажных растворов. Полученные данные подтверждаются
промысловыми наблюдениями.

Исследовано влияние состояния поверхности стенок скважины и колонны на
образование флюидопроводящих каналов. Вопрос изучался на специальной установке,
имитирующей скважинные условия. Установка для определения пути движения газа по

заколонному пространству через незатвердевший цементный раствор (рисунок 2) состоит из компрессора (1), модели обсаженной скважины (2), колонной головки (3) и манометра (4).


РИС. 1. Влияние времени седиментации на проницаемость цементного камня


РИС. 2. Схема установки для изучения образования флюидопроводящих каналов
в тампонажном растворе

Установлено следующее:

  • степень взаимодействия седиментирующего тела с вмещающей средой снижается с уменьшением шероховатости поверхности среды;

  • вес твердой составляющей раствора при зависании в большей степени передается на ту поверхность, с которой она больше взаимодействует при седиментации;

  • зависание данного вида раствора происходит тем раньше, чем в большей степени на контактных поверхностях проявляются структурно-механические свойства скелетной
    решетки.

Проведенная научно-исследовательская работа нашла применение при разработке предложений по предупреждению некачественного крепления наклонно-направленных скважин одного из газовых месторождений Краснодарского края. Разрез скважин имеет
особенности, свойственные разрезам месторождений с АВПД:

— в нижней зоне имеется залежь, приуроченная к поровым коллекторам с АВПД;

— средняя зона представляет собой мощную (тысячи метров) толщу-покрышку,
сложенную глинами с маломощными, имеющими небольшое простирание, прослоями песчаников и алевролитов;

— верхняя зона сложена чередованием коллекторов и неколлекторов, она доступна для бокового и нисходящего движения вод; для этой зоны характерны нормальные давления флюидов.

Пример выделения зон АВПД по данным бокового каротажа в скважине данного
месторождения приведен на рисунке 3.

На основании анализа промысловых материалов сделан следующий вывод: причиной некачественного цементирования эксплуатационной колонны в скважине с появлением
после ОЗЦ заколонных перетоков является геологический фактор, а именно: пересечение скважиной пласта, относящегося к линзовидному нефтегазоводонасыщенному телу с

экстремальным градиентом порового давления, что не было учтено при цементировании скважины. Это привело к образованию флюидопроводящих каналов в цементном камне из-за несоответствия параметров применяемого тампонажного раствора требуемому значению.

Анализ тампонажного раствора для цементирования эксплуатационной колонны в данной скважине с учетом горно-геологических условий показал возможные изменения самого процесса формирования цементного камня в заколонном пространстве. Произошедшие в цементном камне в результате этого изменения могут быть оценены как влияние геологических и физико-химических факторов на качество крепи скважины.

Физико-химические факторы: седиментационное каналообразование; суффозия;

высокая водоотдача цементного раствора; наличие глинистой корки в зоне контакта с
тампонажным раствором; коагуляция тампонажных растворов в результате применения для


РИС. 3. Пример выделения зон АВПД по данным бокового каротажа в наклонно-направленной скважине рассматриваемого месторождения

их обработки химически несовместимых реагентов; повышенная проницаемость цементного камня; коррозия при воздействии агрессивных пластовых флюидов или пластовых вод не имеют места за исключением возможного проявления контракционного эффекта при твердении тампонажного раствора с образованием пристенного слоя воды в зоне контакта
«колонна – цементный камень».

Кроме того, на образование заколонных проявлений влияет содержание газа в
буровом растворе.

Особенностью технологии цементирования в геолого-технических условиях скважин данной площади являются повышенные требования к соблюдению программы цементирования, выдерживанию необходимых технологических свойств тампонажного раствора в интервале открытого ствола и в межколонном пространстве. При кратковременности процесса
цементирования кажущиеся незначительными отклонения режимов наземных и внутрискважинных работ от рекомендуемых могут оказать отрицательное влияние на качество цементирования скважин.

Для предотвращения заколонных перетоков и улучшения качества
крепления эксплуатационной колонны рекомендуется выполнение следующих мероприятий в период цементирования:

1. Буровой раствор дегазировать по всему объему, в течение 1,5 циклов циркуляции контролировать соответствие параметров раствора проектным.

2. В технологическую оснастку эксплуатационной колонны включить центраторы и турбулизаторы.

3. Провести цементирование эксплуатационной колонны в одну ступень путем порционной закачки двух пачек тампонажного раствора.

4. В целях устранения контракционного эффекта применяемый для цементирования эксплуатационной колонны тампонажный материал типа ЦТТУ I-160 может быть модифицирован введением расширяющей добавки на основе оксида магния. Ее количество определяется экспериментально с учетом термобарических условий скважины.

5. Использованный цемент и реагенты для обработки тампонажного раствора по
термостойкости должны соответствовать условиям цементирования эксплуатационной
колонны. Для обработки тампонажного раствора использованы реагенты: понизитель
фильтрации и регулятор реологических свойств, пластификатор, замедлитель сроков
схватывания, термостабилизатор, пеногаситель.

6. При подборе рецептур тампонажных растворов, исходить из того, что они должны обладать рядом специфических свойств:

  • контракционный эффект тампонажного раствора при затвердении его в камень
    должен быть пониженным;

  • седиментационная устойчивость тампонажных растворов должна быть высокой;
    водоотстой не должен превышать 1–1,5%, а материалы, используемые для приготовления тампонажного раствора, должны давать однородные по плотности смеси;

  • сроки схватывания тампонажных растворов следует подбирать, исходя из сроков начала загустевания смесей при забойных динамических температурных условиях и давлениях; время загустевания должно на 25% превышать время, необходимое для проведения всей операции цементирования, но не более чем на 30–40 мин;

  • тампонажные растворы должны иметь повышенные реологические характеристики (максимально допустимую динамическую вязкость и статическое напряжение сдвига), обеспечивающие, однако, успешное их транспортирование в интервал цеменирования;

  • водоотдача тампонажного раствора, особенно в случае очистки стенок скважины от глинистой корки, должна быть минимальной в конкретных условиях применения;

  • при выборе тампонажных материалов и реагентов предпочтение отдается тем,
    которые обеспечивают необходимое время между началом и концом схватывания;

  • химические реагенты для обработки тампонажных растворов следует выбирать также из условия максимальной вязкости жидкости затворения, плотность воды затворения желательно иметь повышенную, для чего рекомендуется растворять в ней
    поваренную или другие соли.

Таким образом, качество крепления скважин определяется как комплексом технологических мероприятий в процессе цементирования, так и физико-химическими свойствами применяемых буровых и тампонажных растворов. Несоответствие указанных факторов горно-геологическим условиям скважин приводит к разного рода осложнениям, наиболее существенным из которых в плане обеспечения надежного изоляционного комплекса скважины являются заколонные флюидопроявления.

Предложенные в данной работе мероприятия могут быть применены при креплении скважин на месторождениях и ПХГ с учетом индивидуальной проработки
в соответствии с конкретными горно-геологическими условиями.

Литература:

  1. Булатов А.И. Газопроявления в скважинах и борьба с ними [Текст] / А.И. Булатов, В.И. Рябченко, И.Я. Сибирко [и др.]. – М. : Недра, 2009. – С. 63 – 144.

  2. Егорова Е.В. Возможности математического моделирования механизмов миграции газа в заколонном пространстве нефтяных и газовых скважин [Текст] / НТЖ Геология, география и глобальная энергия. – 2014. — № 3 (54).

  3. Малеванский, В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними [Текст] /
    В.Д. Малеванский. – М. : Гостоптехиздат, 1993. – С. 148.

  4. Линевский А.А. К вопросу борьбы с обводнением скважин [Текст] /
    А.А. Линевский // Азерб. нефтяное хозяйство. – Баку, 1990. № 4. – С. 12.

  5. Мариампольский Н.А. Промывка и разобщение пластов в глубоких скважинах [Текст] / Н.А. Мариампольский, В.М. Муняев. – М.: Гостоптехиздат, 1992. – С. 124.

  6. Булатов А. И. О природе межтрубных газо–, водо– и нефтепроявлений [Текст] / А.И. Булатов // Газовая промышленность. – М., – 2003. – № 12. – С. 24.

  7. Мамаджанов У.Д. Затрубные проявления газа [Текст] / У.Д. Мамаджанов,
    В.Е. Халфин // Нефтяное хозяйство. – М., – 1996. – № 9. – С. 22.

  8. Левайн Д.К. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины [Текст] / Д.К. Левайн, Э.У. Томас, Х.П. Безнер [и др.] // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – М., 2008. – № 10. – С. 8 – 17.

Крепление скважин

Крепление скважин как термин описывает процесс укрепления ее стенок, который может быть реализован как с помощью обсадных труб, так и с использованием тампонажных составов. Наиболее часто применяется технология последовательного спуска и цементирования ряда элементов: направляющей, эксплуатационной и промежуточной колонны, а также кондуктора.

Процедура крепления скважин требует проведения ряда профилактических работ, в числе которых – измерение размера скважины и ее объема, а также исследование ее поперечного сечения для определения его размера и формы. Все эти данные необходимы для правильного расчета требуемого количества цементирующего состава. Кроме того, перед началом работ по креплению скважин производят замеры пластового давления, давления гидроразрыва пласта и гидростатического давления в скважине. На основе этой информации определяется количество зон крепления.

Помимо предварительного исследования самой скважины подвергаются проверке и используемые для крепления скважин обсадные трубы. Для того, чтобы убедиться в их надежности проводится визуальный осмотр и гидравлическое испытание на внутреннее давление. Таким образом определяется соответствие труб необходимым стандартам и их пригодность к использованию.

Обсадная колонна из соединенных между собой обсадных труб (при помощи сварки или муфтовых соединений), как правило, спускается в скважину за один прием. После спуска обсадных колонн начинается процесс цементирования скважины, для чего в трубы закачивается тампонажный состав, вытесняемый затем в заколонное пространство. Реализация данного процесса позволяет обеспечить герметичность колонны, а также исключает возможность сообщения пластов между собой и с поверхностью.

Цементный состав рассчитывается исходя из многих показателей, в числе которых – тип грунта, с которым состав будет контактировать после закачки. Так, например, в глинистых или солевых породах нецелесообразно использовать цементные составы на основе пресной воды, поскольку, взаимодействуя с окружающей средой, такой раствор будет образовывать негерметичный, рыхлый слой в зоне контакта. В указанных условиях гораздо эффективнее использовать цементные составы на основе солевых растворов.

После завершения процесса нагнетания цементного раствора для крепления скважин требуется время на его схватывание, этот показатель зависит как от внешних условий, так и от использования добавок: ускорителей и замедлителей схватывания.

Высокотехнологичное крепление скважин с технологической оснасткой обсадных колонн ЗАО «АРТ-Оснастка» — Бурение и Нефть

High-tech attachment wells with industrial intermediate casing «ART-Osnastka» CJSC

I. Asfandiyarov, «ART-Osnastka» CJSC

Закрытое акционерное общество «АРТ-Оснастка» на протяжении более десяти лет занимается разработкой и производством технологий и технических средств для крепления нефтяных и газовых скважин на месторождениях с различными геолого-техническими условиями. Представленная продукция апробирована и широко применяется при строительстве скважин на территории Российской Федерации, стран ближнего и дальнего зарубежья.

Closed Joint Stock Company «ART-OSNASTKA» for more than ten years of experience in the development and production of technologies and means for securing oil and gas wells in different geological and technical conditions. The presented products are approved and widely used in the construction of wells in the territory of the Russian Federation, CIS and far abroad.

Крепление скважин – завершающий, наиболее сложный и ответственный технологический процесс, от качест­ва выполнения которого в значительной степени зависит успешность строительст­ва скважины, ее продуктивность и долговечность.
В настоящее время тенденции, связанные с увеличением объемов эксплуатационного бурения, освоением месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, а также новых месторождений со сложными геолого-техническими условиями, указывают на необходимость решения существующих проблем в области качества крепления нефтяных и газовых скважин, и этот вопрос становится все более актуальным. Отсутствие качественного и долговременного разобщения пластов, межколонные и межпластовые нефтегазоводопроявления и перетоки, поглощения и недоподъем цементного раствора на заданную высоту – все эти осложнения приводят к снижению продуктивности построенных скважин и в целом эффективности разработки месторождения, увеличению затрат на ремонтные работы в процессе освоения и эксплуатации скважины.
Для проведения качественного крепления скважины необходимо на всех этапах, от подготовки ствола скважины до спуска обсадной колонны и ее дальнейшего цементирования, обеспечить грамотный подбор применяемых для осуществления данных операций технологий, оборудования и материалов.
Закрытое акционерное общество «АРТ-Оснастка» на протяжении более десяти лет занимается разработкой и производством технологий и технических средств для крепления нефтяных и газовых скважин на месторождениях с различными геолого-техническими условиями. Представленная продукция апробирована и широко применяется при строительстве скважин на территории Российской Федерации, стран ближнего и дальнего зарубежья.

Цементирование обсадной

колонны с применением муфты или пакера двухступенчатого цементирования

С целью предотвращения поглощений при цементировании эксплуатационных колонн и как следствие – недоподъема тампонажного раствора на заданную высоту применяют способ ступенчатого цементирования скважин с подъемом тампонажного раствора за обсадной колонной в несколько ступеней. Сущность способа заключается в том, что в результате уменьшения интервала цементирования в один прием на пласты действует меньшее давление, в связи с чем уменьшается опасность поглощений. Для проведения цементирования по данной технологии специалистами ЗАО «АРТ-Оснастка» разработан комплекс технических средств, включающий в себя муфты и пакеры двухступенчатого цементирования.

Производственный комплекс ЗАО «АРТ–Оснастка» оснащен новейшим высокопроизводительным металлообрабатывающим оборудованием, высокоточными станками с числовым программным управлением (ЧПУ), собственным автономным производством изделий из современных эластомерных и полимерных материалов.

Муфта гидромеханическая двухступенчатого цементирования тип 820 (рис. 1) предназначена для проведения цементирования обсадной колонны в две ступени с целью снижения репрессии на пласт, при наличии неизолированных зон поглощения. Муфта может применяться в комплексе с другими устройствами – пакерами, устройствами селективной изоляции и т. п. Конструкция муфты предусматривает гидравлический способ открытия циркуляционных окон путем создания избыточного давления в обсадной колонне, что обуславливает возможность ее применения как в наклонно-направленных, так и горизонтальных скважинах. Закрытие циркуляционных окон производится запорной продавочной пробкой при посадке в седло муфты и дальнейшем создании избыточного давления в обсадной колонне. Для проведения данных операций в комплект поставки входят: две управляющие продавочные пробки с алюминиевыми наконечниками и патрубок со «стоп»-кольцом, причем первая проходная продавочная пробка оснащена фиксатором, позволяющим пробке жестко и герметично фиксироваться в «стоп»-кольце патрубка, тем самым дублируя работу обратного клапана. Еще одной отличительной особенностью данной муфты является наличие дополнительной третьей – промежуточной пробки, предназначенной для исключения возможности возникновения зоны смешения с образованием цементного стакана ниже муфты в процессе цементирования второй ступени. Муфта тип 820 является базовой комплектацией, может оснащаться дополнительными опциями и выпускаться в следующих модификациях:
• тип 821 с опцией «дополнительная нижняя пробка первой ступени с разрывной диафрагмой» – данная проб­ка обеспечивает очищение внутренней поверхности колонны обсадных труб от остатков бурового раствора и разделяет в период движения по колонне обсадных труб буферную жидкость или буровой раствор и продавливаемый в затрубное пространство тампонажный раствор, с целью исключения образования зоны смешения, что позволяет существенно повысить качество крепления скважины;
• тип 822 с опцией «фиксируемые от вращения продавочные пробки» – предусмотренный механизм фиксации от вращения предотвращает проворачивание продавочных пробок в процессе разбуривания, что позволяет облегчить разбуривание и сократить затрачиваемое время.
Сегодня ЗАО «АРТ-Оснастка» освоено производство муфт тип 820 для оснащения обсадных колонн от 114 мм до 340 мм c присоединительными резьбами ОТТМ, ОТТГ, Батресс, а также по специальному заказу – с премиальными резьбами типа TMK FMC, TMK GF, TMK PF, TMK PF ET, VAM TOP.
Надежная конструкция муфты тип 820 зарекомендовала себя при строительстве уже более 1100 скважин. Основными потребителями данной продукции на сегодня являются: ОАО АНК «Башнефть», ГУП РК «Черноморнефтегаз», ООО «ИНК-Сервис», АО «ИНК-Запад» ООО «Интегра-Сервисы», ЗАО «ССК», ООО «Газпром-Бурение», ТОО «Юго-Восточная сервисная группа», АО «ОнтустикМунайГаз», ОАО «Оренбургнефть», РУП «ПО «Белоруснефть», Международная сервисная группа ERIELL, Halliburton, ООО «СК «ПетроАльянс» и многие другие.
Для проведения двухступенчатого цементирования с одновременным разобщением пластов специалистами ЗАО «АРТ-Оснастка» разработан пакер заколонный гидромеханический двухступенчатого цементирования тип 950 (рис. 2). Это техническое средство включает в себя заколонный пакер и муфту ступенчатого цементирования, выполненные в едином корпусе. Раскрытие уплотнительного элемента пакера происходит гидравлическим способом, путем создания избыточного давления в обсадной колонне. Открытие и закрытие циркуляционных окон происходит по аналогии с муфтой ступенчатого цементирования тип 820. Для проведения данных операций в комплект поставки аналогично входят три пробки и патрубок со «стоп»-кольцом. Пакер тип 950 является базовой комплектацией и может оснащаться дополнительной опцией «фиксируемые от вращения продавочные пробки», выпускаясь в модификации тип 951.
Существенным преимуществом применения технологии двухступенчатого цементирования обсадной колонны с применением пакера тип 950 и его модификаций является отсутствие необходимости ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) первой ступени, что способствует сокращению цикла строительства скважины. Проведение процесса цементирования второй ступени возможно сразу после раскрытия уплотнительного элемента пакера, открытия циркуляционных отверстий и дальнейшей срезки излишков тампонажного раствора и вымывания их на устье скважины.

Цементирование обсадной колонны

с применением заколонного

гидравлического пакера

Современный анализ состояния фонда нефтяных и газовых скважин показывает, что основными причинами низкого качества крепления скважин по-прежнему является отсутствие герметичности заколонного пространства. Отсутствие герметичной и надежной крепи, качественного и долговременного разобщения пластов рано или поздно приводит к образованию межколонных и межпластовых нефтегазоводопроявлений и перетоков, осложнениям, способным привести к снижению дебита построенных скважин, их частичному или полному обводнению.
В 2014 – 2015 гг. специалистами ЗАО «АРТ-Оснастка» проделан большой объем работы в области разработки, испытаний и запуска в серийное производство заколонного пакера гидравлического типа с надувным уплотнительным элементом. В процессе создания данного технического средства был проведен тщательный анализ вариантов исполнения аналогичной продукции известными зарубежными производителями оборудования для бурения скважин, лидерами в этой области. Полученные знания позволили ЗАО «АРТ-Оснастка» разработать продукт, по многим показателям не имеющий аналогов в Российской Федерации.
Пакер заколонный гидравлический проходной тип 1010 (рис. 3) предназначен для качественного разобщения близко расположенных пластов при креплении нефтяных и газовых скважин, исключения межпластовых перетоков, оптимизации условий формирования и службы цементного камня в прилегающих зонах. Надежная конструкция обеспечивает безотказную работу пакера при креплении как наклонно-направленных, так и горизонтальных скважин. Срабатывание пакера происходит путем создания избыточного давления в обсадной колонне после окончания процесса цементирования и получения сигнала «стоп». Передача давления из внутритрубного пространства в клапанный узел пакера происходит через канал, образующийся после среза цементировочной пробкой срезной заглушки, герметично установленной в корпусе пакера и являющейся элементом системы защиты от преждевременного срабатывания. Еще одной функцией, которую выполняет этот элемент пакера, является защита от засорения шламом в процессе спуска и цементирования обсадной колонны клапанного узла пакера. Специально разработанный клапанный узел является отличительной особенностью пакера тип 1010.
Клапанный узел пакера (рис. 4), расположенный в неподвижном верхнем концевике, представляет собой систему каналов, сообщающих между собой внутритрубное, внутрипакерное и затрубное пространства при помощи двух смонтированных в нем обратных клапанов (впускной клапан и запорный клапан). Каждый обратный клапан оснащен срезным штифтом, при помощи которого регулируется значение давления активации и деактивации пакера. В комплект поставки пакера тип 1010 входит набор срезных штифтов для различных значений давлений. Таким образом, настройку пакера можно проводить в полевых условиях, что само по себе является большим преимуществом. При помощи данной системы каналов и обратных клапанов осуществляется открытие внутрипакерного пространства для входа жидкости и его надежное блокирование после того, как уплотнительный элемент пакера полностью надуется.
Пакер тип 1010 оснащен высокопрочным армированным уплотнительным элементом (рис. 5), длина которого составляет 1,2 м. Уплотнительный элемент включает в себя два слоя маслобензостойкого эластомерного материала, между которыми на всей длине размещен армирующий каркас, выполненный из множества стальных нитей, переплетенных между собой. Армирующий каркас и оба слоя эластомера прочно и герметично соединены с неподвижным верхним и подвижным нижним концевиками пакера. Такая конструкция исключает возможность разгерметизации уплотнительного элемента при воздействии на пакер высоких значений перепада давления в процессе пакеровки или при эксплуатации пакера в дальнейшем. Внутренний, тонкий слой эластомера предназначен для герметичного удержания жидкости внутри пакера. Армирующий каркас исключает излишнее осевое удлинение и радиальное расширение уплотнительного элемента пакера, способное привести к его разрушению, позволяет пакеру выдерживать значительные перепады давления между разобщаемыми зонами в процессе строительства и эксплуатации скважины, защищает пакер от повреждения ударной волной, возникающей при перфорации. Внешний, более толстый слой эластомера непосредственно контактирует со стенкой скважины, герметизируя затрубное пространство.
Отличительной особенностью пакера тип 1010 является высокий коэффициент пакеровки, для некоторых типоразмеров значение которого достигает Кп = 1,55. Это становится возможным благодаря особой конструкции уплотнительного элемента и наличию в пакере подвижного нижнего концевика, который перемещается, скользя по корпусу в процессе надувания пакера.
На данный момент специалистами ЗАО «АРТ-Оснастка» разработана линейка пакеров тип 1010 с уплотнительными элементами длиной 1,2 м для обсадных колонн 146 мм, 168 мм и 178 мм. Ведется подготовка конструкторской документации для пакеров с уплотнительным элементом длиной 2 м и 3 м. Разработанные технические средства подверглись многократным стендовым испытаниям, для проведения которых было изготовлено несколько специальных стендов (рис. 6), имитирующих стволы скважин различного диаметра. Испытательный стенд позволяет проводить опрессовку пакера избыточным давлением до 300 кг/см2.
Каждое испытание пакера включало в себя следующие этапы:
1. Создание внутри пакера избыточного давления, достаточного для среза штифта впускного обратного клапана. Фиксация полученного значения давления открытия клапанной системы.
2. Наполнение пакера жидкостью.
3. Создание внутри пакера избыточного давления, достаточного для среза штифта запорного обратного клапана. Фиксация полученного значения давления закрытия клапанной системы.
4. Создание перепада давления величиной 200 кг/см2* на пакер сверху.
5. Создание перепада давления величиной 200 кг/см2* на пакер снизу.
6. Создание перепада давления, достаточного для разрушения уплотнительного элемента и дальнейшей разгерметизации пакера. Фиксация полученного значения
*(По техническому заданию – значение максимального выдерживаемого пакером перепада давления между разобщаемыми зонами при Кп=1,24).
Разработанные технические средства успешно прошли стендовые испытания, полученные результаты показали высокую эксплуатационную надежность данного оборудования. Результаты испытаний на примере пакера тип 1010 для обсадной колонны 168 мм показаны в табл. 1. Технические характеристики пакеров тип 1010 для обсадных колонн 146 мм, 168 мм и 178 мм представлены в табл. 2.
В заключение для потенциальных клиентов, до сегодняшнего дня не имевших опыта работы с технологической оснасткой для крепления скважин производства ЗАО «АРТ-Оснастка», хотелось бы отметить, наше предприятие – современная компания с командой настоящих профессионалов, мастеров своего дела. Будучи верными своим принципам постоянного повышения качества по всем направлениям, оригинального мышления во всем и нестандартного подхода ко всему, мы не боимся постановки перед собой сложных задач и с удовольствием занимаемся реализацией их решений, осознавая, что результат нашей деятельности способствует повышению доходности нефтегазовых активов клиентов компании. Производственный комплекс предприятия оснащен новейшим высокопроизводительным металлообрабатывающим оборудованием, высокоточными станками с числовым программным управлением (ЧПУ), собственным автономным производством изделий из современных эластомерных и полимерных материалов. На предприятии ведется круглосуточный входной контроль качества приобретаемого сырья и материалов. Разработана система и есть все необходимое для контроля качества выпускаемой и испытаний разрабатываемой продукции.
Наша главная цель – быть надежным партнером для клиентов в том, что мы умеем делать лучше всего, – производстве технологической оснастки для крепления нефтяных и газовых скважин. Всегда в нужных объемах и наивысшего качества!

Комментарии посетителей сайта

Авторизация

Ключевые слова: ЗАО «АРТ-Оснастка», крепление скважин, технологическая оснастка для крепления скважин, муфты гидромеханические, двухступенчатое цементирование, пакер заколонный

Keywords: «ART-Osnastka» CJSC, attachment wells, technological equipment for fixing wells, hydro clutch, two-stage cementing-casing packer

Просмотров статьи: 6720

Институт «ТатНИПИнефть» — Отдел строительства скважин

Ресурсы сайта:
Реклама:

Место для рекламных сообщений

Научно-исследовательские работы

1. Проектирование строительства скважин:

  • малого диаметра;
  • вертикальных;
  • наклонно направленных;
  • горизонтальных;
  • многозабойных;
  • паронагнетательных и добывающих на битумные отложения.

2. Бурение скважин:

  • технология ремонта скважины методом бурения бокового ствола;
  • подбор рецептур эффективных буровых растворов;
  • бурение в условиях депрессии на продуктивный пласт.

3. Крепление скважин:

  • технология опрессовки ствола скважины перед креплением;
  • физико-химическая кольматация с целью предотвращения гидропрорыва при освоении;
  • разработка и применение технических средств оснастки эксплуатационной колонны;
  • рецептуры расширяющихся и облегченных тампонажных составов, моющих буферных жидкостей, коррозионностойких, трещиностойких тампонажных растворов и тампонажных растворов для ремонтно-изоляционных работ.

4. Применение профильных перекрывателей:

  • изоляция зон осложнений;
  • бесцементное крепление боковых стволов скважин с диаметрами 144 и 124 мм;
  • восстановление герметичности эксплуатационных колонн;
  • установка клина-отклонителя для бурения бокового ствола.

Новые разработки

  • Строительство горизонтальных скважин (патент РФ № 2287674).
  • Технология вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии по РД 153-39.0-428-05.
  • Строительство многозабойных скважин (патенты РФ № 2298629, 2386775, 2386006, 2381351).
  • Строительство скважин на высоковязкую нефть и битум (патенты РФ № 2287679, 2339809).
  • Применение клиновых отклонителей для вырезания «окна» в стенке эксплуатационной колонны и бурения бокового ствола (патенты РФ № 2348785, 2164282, 2366793, 2400614, 70929, 72713).
  • Бесцементное крепление боковых стволов профильными перекрывателями (патенты РФ № 2191883, 52904, 55845, 56932, 62421, 63839, 63850, 63851, 63852, 65104, 2360098, 2365728, 2375543, 2379471, 2380515, 2387801, 2391486, 2392415, 2392416, 2394119,. 2405103).
  • Изоляция зон осложнений профильными перекрывателями в бурении (патенты РФ № 2265115, 2211910, 2172385, 2143542, 2142349, 2225498, 2259462, 2191883, 62145, 70921, 81518, 78514, 46527, 74157, 62148, 54391, 53358, 51658, 50133, 74156, 2379464, 2378489, 91738, 2386781, 2386780,     2387798, 2387799, 2386782, 2387800 , 2390619, 2397307, 2397306).
  • Инструкция по изоляции зон осложнений оборудованием локального крепления скважин (РД 153-39.0-11).
  • Регламент на изоляцию зон поглощений, подготовку и оценку ствола скважины к креплению (РД 153-39.0-590-08).
  • Технологический регламент на использование технических средств для наружной оснастки обсадной колонны (РД 153-39.4-458-06).
  • Инструкция по входному контролю обсадных труб в ОАО «Татнефть» (РД 153-39.1-640-09).
  • Методическое руководство по оценке риска заколонных сообщений из неперфорированного пласта в интервале перфорации в скважинах терригенного девона (РД 153-39.0-644-09).
  • Инструкция по использованию цементного раствора с эрозионными свойствами при цементировании эксплуатационных колонн (РД 153-39.0-653-10).
  • Инструкция по применению облегчённых тампонажных растворов (РД 153-39.0-657-10).
  • Инструкция по применению стойкого к агрессивной среде пластовых вод тампонажного раствора при креплении скважин (РД 153-39. 0-660-10).
  • Положение о порядке отбора и исследования проб тампонажного материала, используемого в ОАО «Татнефть» (РД 153-39.0-661-10).
  • Технология установки цементного моста для ремонта скважин методом бурения бокового ствола (РД 153-39.0-666-10).
  • Инструкция по цементированию направления и кондуктора в ОАО «Татнефть» (РД 153-39.0-668-10).
  • Восстановление герметичности эксплуатационных колонн с помощью профильных перекрывателей (патенты РФ № 2056201, 2117747, 2144128, 2172387, 39289. 46525, 53357, 55851, 57345, 57886, 58153, 59695, 62419, 62420, 64262, 64265, 66408, 2310737. 2339786, 2342515, 2360097, 2373372, 2387801).
  • Восстановление герметичности муфтовых соединений эксплуатационных колонн методом вальцевания (патент РФ № 2291945).
  • Скважинное буровое оборудование (патенты РФ № 2398093, 95022).
  • Инструкция на применение расширителя РРГМ-120/134 (РД 153-39. 0-11).
  • Инструкция на применение пакеров ПГМ-144 и ПГМ-124 (РД 153-39.0-11).
  • Скважинное эксплуатационное оборудование (патент РФ № 94628).
  • Инструкция по применению техники и технологии разобщения интервалов пласта с различными коллекторскими свойствами в горизонтальном стволе скважин диаметром 155,6 мм (РД 153-39.0-691-10).
  • Регламент на изоляцию зон поглощений, подготовку и оценку ствола скважины к креплению (РД 153-39.0-590-08).

Оборудование

  • Комплект приборов для контроля и исследования свойств буровых растворов, тампонажных растворов.
  • Стенд испытания бурового оборудования.

Руководители отдела и контактная информация

Начальник отдела
АХМАДИШИН Фарит Фоатович
Тел: (85594)7 89 79
E-mail: [email protected]

Заместитель начальника отдела — заведующий лабораторией
КАГАРМАНОВ Ильдус Ильгизович
Тел: (85594)7 88 73
E-mail: kii@tatnipi. ru

Специалисты высшей квалификации

Заведующий лабораторией
КАТЕЕВ Рустем Ирекович
Кандидат технических наук
Тел: (85594)7 88 56
E-mail: [email protected]

Заведующий лабораторией
ХАМИТЬЯНОВ Нигаматьян Хамитович
Кандидат технических наук
Тел: (85594)7 89 73
E-mail: [email protected]

Главный научный сотрудник
АБДРАХМАНОВ Габдрашит Султанович
Доктор технических наук, профессор
Тел: (85594)7 89 57

Ведущий научный сотрудник
КОРЖЕНЕВСКИЙ Арнольд Геннадьевич
Доктор технических наук, профессор

Ведущий научный сотрудник
РАХМАНОВ Рауф Нухович
Кандидат технических наук
Тел: (85594)7 89 24
E-mail: konstr@tatnipi. ru

Ведущий научный сотрудник
МУХАМЕТШИН Алмаз Адгамович
Кандидат технических наук
Тел: (85594)7 89 43

Ведущий научный сотрудник
ФАТКУЛЛИН Рашад Хасанович
Кандидат технических наук
Тел: (85594)7 86 70

Старший научный сотрудник
АМЕРХАНОВА Светлана Изильевна
Кандидат технических наук
Тел: (85594)7 89 63
E-mail: [email protected]

 

КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИНЫ • Большая российская энциклопедия

  • В книжной версии

    Том 15. Москва, 2010, стр. 691

  • Скопировать библиографическую ссылку:

Авторы: О.  К. Ангелопуло

КРЕПЛЕ́НИЕ СКВА́ЖИНЫ, про­цесс соз­да­ния внут­ри бу­ро­вой сква­жи­ны проч­ной двух­слой­ной за­щит­ной обо­лоч­ки, ко­то­рая со­сто­ит из сталь­ных об­сад­ных труб и за­твер­дев­ше­го це­мен­ти­рую­ще­го со­ста­ва (со­став за­ка­чи­ва­ют в про­стран­ст­во ме­ж­ду тру­ба­ми и стен­кой сква­жи­ны).

К. с. в про­цес­се бу­ре­ния по­зво­ля­ет пре­дот­вра­тить раз­ру­ше­ние стен­ки сква­жи­ны с об­ра­зо­ва­ни­ем ка­верн или су­же­ний, по­гло­ще­ние про­мыв­но­го рас­тво­ра в пла­сты или, на­обо­рот, про­яв­ление пла­сто­вых флюи­дов в сква­жи­ну, а так­же ус­та­но­вить на по­верх­но­сти про­ти­во­выб­ро­со­вое обо­ру­до­ва­ние и обес­пе­чить даль­ней­шее нор­маль­ное уг­луб­ле­ние сква­жи­ны в со­от­вет­ст­вии с ра­бо­чим про­ек­том.

К. с. на за­вер­шаю­щей ста­дии строи­тель­ст­ва сква­жи­ны обес­пе­чи­ва­ет ин­ст­ру­мен­таль­ный дос­туп к про­дук­тив­но­му пла­сту для экс­плуа­та­ции сква­жи­ны и про­ве­де­ния ре­монт­но-вос­ста­но­ви­тель­ных ра­бот, уст­ра­ня­ет меж­пла­сто­вые пе­ре­то­ки флюи­дов в за­труб­ном про­стран­ст­ве, по­вы­ша­ет на­дёж­ность и дол­го­веч­ность сква­жи­ны как гор­но­тех­нич. со­ору­же­ния.

В за­ви­си­мо­сти от гео­ло­гич. осо­бен­но­стей ме­сто­ро­ж­де­ния, на­зна­че­ния сква­жи­ны и т. п. тех­но­ло­гии К. с. на за­вер­шаю­щей ста­дии мо­гут су­ще­ст­вен­но раз­ли­чать­ся и пред­став­лять серь­ёз­ную на­уч.-тех­нич. про­бле­му. К. с. с го­ри­зон­таль­ным окон­ча­ни­ем ство­ла осу­ще­ст­в­ля­ет­ся, как пра­ви­ло, без це­мен­ти­рую­ще­го ве­ще­ст­ва. При не­об­хо­ди­мо­сти на­дёж­но­го ра­зоб­ще­ния пла­стов и ли­к­ви­да­ции пе­ре­то­ков (осо­бен­но аг­рес­сив­ных флюи­дов) на­ря­ду с твёр­дым и проч­ным це­мен­том в за­труб­ном про­стран­ст­ве соз­да­ют вяз­ко­пла­стич­ные пе­ре­мыч­ки-гер­ме­ти­за­то­ры тре­щин в це­мент­ном кам­не, а в тек­то­ни­че­ски ак­тив­ных ре­гио­нах, в зо­нах мно­го­лет­не­мёрз­лых по­род, на вы­ра­бо­тан­ных га­зо­вых ме­сто­ро­ж­де­ни­ях, ха­рак­те­ри­зую­щих­ся про­сад­кой по­род, при­ме­ня­ют не­жё­ст­кое кре­п­ле­ние сква­жин с по­мо­щью вяз­ко­пла­стич­ной жид­ко­сти.

Теоретические основы и практика получения тампонажных материалов для крепления паронагнетательных скважин | Агзамов

1. Тахаутдинов Ш.Ф., Ибрагимов Н.Г., Студенский М.Н. и др. Проблемы горизонтального бурения на залежи битумов // Нефтяное хозяйство. 2007. № 7. С. 30-34.

2. Катеев Р.И. Крепление скважин в аномальных гидродинамических условиях разработки нефтяных месторождений Татарстана. М.: Наука, 2005. 167 с.

3. Булатов А.И., Уханов Р.Ф. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин. М.: Недра, 1978.

4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. 667 с.

5. Данюшевский B.C., Алиев Р.М., Толстых И.Ф. Cправочное руководство по тампонажным материалам. 2-е изд. М.: Недра, 1987. 311 c.

6. Каримов Н.Х., Данюшевский B.C., Рахимбаев Ш.М. Разработка рецептур и применение расширяющихся тампонажных цементов: Обзорная информация. М.: BНИИ0ЭНГ, 1980. 50 с.: с ил.

7. Агзамов Ф.А., Бабков B.B., Каримов И.Н. О необходимой величине расширения тампонажных материалов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2011. № 8. C. 14-15.

8. Каримов Н.Х., Акчурин Х.И., Газизов X.B., Измухамбетов B.C., Каримов И.Н. Способ получения расширяющегося тампонажного материала. Патент РФ № 2105132, 1998. БИ 5, 8 c.

9. Агзамов Ф.А., Тихонов М.А., Каримов И.Н. Bлияние фиброармирования на свойства тампонажных материалов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2013. № 4. C. 76-80.

10. Левшин B.А., Новохатский Д.Ф., Паринов П. Ф., Сидоренко Ю.И. Дисперсно-армированные тампонажные материалы // Нефтяное хозяйство. 1982. № 3. C. 25-27.

11. Бабков B.B., Мохов B.Н., Давлетшин М.Б., Парфенов А.В. Технологические возможности повышения ударной выносливости цементных бетонов // Cтроительные материалы. 2000. № 10. C. 19-20.

12. Рабинович Ф.Н. О некоторых особенностях работы композитов на основе дисперсно-армированных бетонов // Бетон и железобетон. 1998. № 6. C. 19-23.

13. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. М.: Недра, 1976.

14. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. М.: Недра, 1978. 293 с.

15. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С., Токунова Э.Ф. Химия тампонажных и буровых растворов. ОТб.: Недра, 2011. 268 с.

16. Кравцов B.М., Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р., Агзамов Ф.А. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах. М.: Недра, 1987. 190 с.

17. Бутт Ю.М., Рашкович Л.Н. Твердение вяжущих при повышенных температурах. М.: Сройиздат, 1965. 224 с.

18. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С. Долговечность тампонажного камня в коррозионно-активных средах. ОТб.: ООО «Недра», 2005. 318 с.

19. Каримов И.Н., Агзамов Ф.А., Мяжитов Р.С. Тампонажный материал. Патент № 2530805 РФ, опубл. 10.10.2014, бюл. № 28.

20. Хинт И.А. Основы производства силикальцитных изделий. М.-Л.: Госстройиздат, 1962. 601 с.

21. Измухамбетов Б.С., Агзамов Ф.А., Умралиев Б.Т. Применение дезинтеграторной технологии при получении порошкообразных материалов для строительства скважин. ОТб.: ООО «Недра», 2007. 464 с.

22. Юсупов И.Г., Амерханова С.И., Катеев Р.И. Методика оценки качества строительства скважин и результаты ее применения в ОАО «Татнефть» // Бурение и нефть. 2008. № 9. C. 48-51.

Тампонажный сервис — Татбурнефть

Тампонажные работы, представляют собой один из элементов цикла строительства скважин. Имеют значительную трудоемкость и стоимость, на величину которых влияют несколько факторов: литолого-стратиграфический разрез скважины, качество подготовки пилотного ствола, дизайн скважины, правильно подобранная реологическая модель растворов, исследуемая лабораторным путём/ Широкий спектр услуг и комплексные технологии по цементированию ООО «Татбурнефть-ЛУТР» , предлагают диапазон решений для эффективного разобщения пластов на все время работы скважины.

В компании функционирует технологический сервисный центр, основной задачей которого является обеспечение оказания Заказчикам услуг по инженерному сопровождению крепления эксплуатационных колонн.

Штат технологического сервисного центра укомплектован квалифицированным персоналом (ведущие инженеры-технологи по креплению скважин, инженеры-технологи по креплению, операторы по цементированию скважин).

Квалифицированное инженерное сопровождение работ по креплению эксплуатационных скважин позволяет Заказчикам обеспечить четкое выполнение поставленной задачи, контроль соответствия тампонажного материала, цементировочной техники, последовательности всех операций.

Станции контроля за цементированием позволяют оперативно в любой момент контролировать технологические данные процесса цементирования. По окончании цементирования оформляется отчет о цементировании.

Инженер сопровождения руководит всем тампонажным флотом на скважине, выполняет расстановку техники, контролирует приготовление тампонажного раствора, организует бесперебойный процесс производства работ на всех этапах, принимает оперативные решения во время работы, тем самым обеспечивая рациональное и эффективное выполнение задания в соответствии с принятой нормативной базой.

Для приготовления различных тампонажных материалов на производственной базе Лениногорского филиала имеется закрытый цементный склад ЗЦС-73. Данный цементный склад позволяет принимать, хранить, взвешивать, фильтровать, загружать в цементовозы и приготавливать цементные смеси необходимого химического состава для проведения тампонажных работ при бурении и капитальном ремонте скважин.

В Альметьвском и Азнакавском филиалах функционирую установки по приготовлению сухих смесей.

Нефтяная промышленность сейчас ставит перед собой задачу не только добыть рекордное количество нефти, но и оставить после себя чистыми воздух, воду и землю.

Тампонажные работы – работы по перекрытию путей проникновения вод в эксплуатационный объект скважины и отключение от нее отдельных пластов и обводненных интервалов. Данные работы — один из основных средств реализации мероприятий по увеличению степени извлечения нефти из пласта, охране недр и окружающей среды.

Экологическая деятельность предприятия предусматривает рациональное использование природных ресурсов, сырья, материалов, снижение образования отходов производства и потребления, обеспечение экологической безопасности в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации.

Вся экологическая работа общества построена в разрезе выше перечисленных показателей. Места временного накопления отходов оборудованы в соответствии с санитарными нормами.

Проводятся лабораторные исследования качества атмосферного воздуха на предмет соответствия нормативам ПДВ, как на источниках, так и в зоне влияния предприятия, специализированной сертифицированной лабораторией. Регулярно проводятся проверки подразделений на предмет соблюдения законодательства по охране окружающей среды.

Компания имеет большой опыт строительства скважин , накопленный предшественниками, осуществляющими производственную деятельность на различных месторождениях на протяжении более 70 лет.

Направления деятельности

  • Цементирование обсадных колонн
  • тампонажные работы, ремонтно-изоляционные работы на скважинах
  • применение комплексной технологии с использованием специальных тампонажных материалов
  • подбор рецептур растворов опытным, лабораторным путём
  • составление программ по цементированию скважин с комплексом технологических расчетов
  • приготовление тампонажных смесей на складе 3ЦС-73 комплекс транспортно-технологических услуг.

Инновации и технологии

Приобретение двух цементировочных комплексов позволило добиться высоких результатов по качеству крепления скважин. Современной схема приготовления тампонажного раствора (скорость затворения на цементе составляет 22-30 л/сек.) позволяет добиться турбулентного режима течения жидкости, который дает более полное замещение промывочной жидкости на тампонажный раствор.

С приобретением завода по приготовлению тампонажных материалов ЗЦС-73

  1. Суточная производительность составила 180т.
  2. Способность приготовления трехкомпонентных смесей (СУТМ, РТМ, АСПМ, Супер-К, Пенокерамика, Пеностекло облегченные цементы и обычный ПТЦ –IIΙ-5-50)
  3. Изготовление собственного тампонажного материала РТМ-50, РТМ-50 ПВ

Благодаря новому оборудованию и правильному менеджменту нашими специалистами решаются основные задачи:

  1. Своевременное и качественное оказание услуг для Заказчиков
  2. Контроль качества тампонажного материала в аккредитованной лаборатории
  3. Обеспечение неукоснительного выполнения планов работ, требований НТД
  4. Соблюдение правил промышленной безопасности и охраны труда
  5. Высокий уровень транспортной дисциплины

Программный комплекс Landmark

Достижения

Благодаря новому оборудованию и правильному менеджменту нашими специалистами решаются основные задачи цементирования — прочность контакта цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины, повышение качества разобщения пласта, сохранение его коллекторских свойств; исключение заколонных межпластовых перетоков.

Эти вопросы решаются нашими специалистами в лаборатории, которая укомплектована новым оборудованием компании CHANDLER, обеспечивающего проведение комплекса исследований цементов согласно стандарта API.

Лаборатория компании аккредитована Федеральной службой по аккредитации в качестве испытательной лаборатории (центра), соответствует требованиям ГОСТ. Испытательная лаборатория внесена в реестр органов по сертификации и испытательных лабораторий (центров) 08.10.2015 г. Аттестат аккредитации № RA.RU.21ТР15.

Основной деятельностью испытательной лаборатории является испытание тампонажных материалов в соответствии с требованиями нормативных документов (ГОСТ 1581-96) и методов проведения испытаний (ГОСТ 26798.1, 26798.2-96).

Лаборатория оснащена современным высокоэффективным оборудованием как российского, так и иностранного производства, которые проходят ежегодную поверку и калибровку. В настоящее время в лаборатории насчитывается 15 единиц основного оборудования.

СКВАЖИНА | American Ground Water Trust

КОРПУС СКВАЖИН — СТАЛЬНЫЙ ИЛИ ПЛАСТИК

[Эта статья, написанная Американским фондом грунтовых вод, была первоначально опубликована в AMERICAN WELL OWNER, 2003, номер 4] В продуктовом магазине нас часто спрашивают «бумага или пластик?» У нас есть выбор, основанный на удобстве и нашем восприятии преимуществ утилизации. Однако выбор обсадной трубы для водяного колодца — это не то, что можно оставлять на усмотрение потребителя.Специалисты, ответственные за проектирование и строительство колодца, принимают решение об использовании стали или пластика на основе практических критериев установки, типа оборудования, которое они будут использовать для строительства колодца, требований государственных и местных норм, а также, возможно, стоимости. Назначение колодца — обеспечить доступ к водоносному горизонту. После постройки скважина является каналом для насосной системы, по которой вода из водоносного горизонта будет поступать на поверхность.

Обсадная труба обеспечивает опору для стенки скважины, чтобы фрагменты рыхлой породы или рыхлый песок и гравий, через которые прошла скважина, не проваливались в ствол скважины.Кожух защищает электрические провода, тяговый кабель и водяные трубки / трубопроводы, которые подключены к погружному насосу. Он также обеспечивает вертикально-цилиндрическую поверхность, которая в сочетании с внешней вертикальной стенкой пробуренной скважины может облегчить размещение непроницаемого цементного уплотнения вокруг обсадной трубы скважины. Герметизирующий раствор в кольцевом пространстве за пределами обсадной колонны предотвращает опускание поверхностных вод и потенциальных загрязнителей (бактерий, удобрений, пестицидов и т. Д.) Вдоль внешней стенки скважины в зоны накопленных грунтовых вод.

Стальные кожухи для водяных скважин были предпочтительным материалом на протяжении большей части прошлого века. Тем не менее, с улучшением прочности, долговечности и коррозионной стойкости пластиков из поливинилхлорида (ПВХ) за последние два десятилетия, кожух из ПВХ получил очень широкое распространение в качестве материала кожуха для колодцев с питьевой водой.

Тип обсадной трубы, которая будет использоваться в скважине, зависит от нескольких факторов, включая химический состав воды и геологию. Коррозионная активность воды — важный фактор. Высокие (щелочные) или низкие (кислотные) значения pH могут вызывать коррозию металлических труб.Точно так же вода с высоким содержанием растворенных твердых частиц («солей») также может вызывать коррозию металлических труб в результате гальванического тока (электролиз). ПВХ — это термопластический материал, который очень устойчив к pH-коррозии, не проводит ток и поэтому не подвержен гальванической коррозии.

Многие скважины пробуриваются через рыхлые горные породы до достижения твердой коренной породы. Процесс «посадки» обсадной колонны в коренную породу часто выполняется с помощью башмака привода, который плотно сидит перед продолжением бурения меньшего диаметра (без обсадной колонны) через коренную породу.Бурильщик, используя надлежащую осторожность и технику, может удовлетворительно закрепить стальную или ПВХ обсадную колонну в коренных породах.

Стальной корпус выдерживает высокие температуры, возникающие при затвердевании цементного раствора. Бурильщик, использующий установленные методы охлаждения для поддержания надлежащей температуры обсадной колонны, также может успешно затереть обсадную трубу из ПВХ. Затирка из бентонитовой глины (без цемента) обеспечивает отличную герметичность. Уплотнение из бентонитовой глины не выделяет тепла, поскольку оно образует вокруг обсадной колонны.

При установке обсадных труб следует избегать чрезмерного изгиба или вертикального (сжимающее вниз или восходящее растягивающее напряжение), которые могут деформировать или растрескивать материалы обсадной колонны.Поврежденная обсадная колонна может снизить целостность скважины и затруднить или сделать невозможным установку насосного оборудования. Также может быть трудно снять оборудование для обслуживания скважины или ремонта оборудования, если обсадная труба скважины не установлена ​​должным образом.

На большей части территории Соединенных Штатов и в широком диапазоне геологических условий используются стальные или поливинилхлоридные обсадные трубы. Вопрос о том, «сталь или пластик» для обсадных труб — это решение, которое следует оставить на усмотрение профессионалов. Попросите бурильщика объяснить вам возможные варианты перед запуском скважины.

[© American Ground Water Trust. Эта статья может быть перепечатана в некоммерческих образовательных целях при условии, что она будет использована полностью и сделана ссылка на ее источник в виде статьи в журнале THE AMERICAN WELL OWNER, 2003, номер 4] org

Кожух

Обсадная труба — это трубчатая конструкция, которая устанавливается в пробуренную скважину для поддержания раскрытия скважины. Наряду с цементным раствором обсадная труба предотвращает попадание потенциально загрязненной поверхностной воды в подземную зону водоносного горизонта и предотвращает смешивание загрязняющих веществ с водой.Обсадная труба также удерживает нестабильные грунтовые материалы, чтобы они не проваливались в скважину. В некоторых штатах или местных органах власти есть законы, которые требуют минимальной длины оболочки.

Наиболее распространенными материалами для обсадных труб скважин являются углеродистая сталь, пластик (чаще всего, но не исключительно ПВХ) и нержавеющая сталь. Различные геологические образования и качество грунтовых вод определяют, какой тип обсадной трубы можно использовать. Например, части страны, где под землей находится хард-рок, строго известны как «стальные штаты».”

Жители некоторых районов могут выбирать между сталью и ПВХ, оба из которых имеют свои преимущества. ПВХ легкий, устойчивый к коррозии и относительно простой в установке подрядчиками. Однако он не такой прочный и не такой жаростойкий, как сталь. Однако сталь подвержена коррозии, на ней может образовываться накипь, и она может стоить дороже, чем ПВХ.

Некоторые подрядчики также используют обсадные трубы из бетона, стекловолокна и асбестоцемента.

Крышки колодцев

На верхней части обсадной колонны должна быть утвержденная крышка колодца.Он должен плотно прилегать, чтобы мусор, насекомые или мелкие животные не могли попасть в систему колодцев.

Крышки колодцев обычно изготавливаются из алюминия или термопласта и включают вентилируемый экран, чтобы можно было уравнять разницу давлений внутри и снаружи обсадной трубы при перекачке воды из колодца.

Кожух и крышка должны выступать не менее чем на 12 дюймов над землей. Если колодец находится рядом с рекой или ручьем, он должен выходить, по крайней мере, за уровень паводка, чтобы предотвратить загрязнение грунтовых вод переливом.

Для получения информации о заглушках скважин щелкните здесь.

Грохоты скважинные

Грохоты для колодцев — это фильтрующие устройства, используемые для предотвращения попадания излишков осадка в колодец. Они прикрепляются к дну обсадной колонны или в перекрываемых водоносных зонах, позволяя воде проходить через скважину, не допуская попадания большей части гравия и песка. Самыми популярными экранами являются сплошные щелевые, щелевые и перфорированные трубы.

Перфорированная труба — это отрезок обсадной трубы, в котором просверлены отверстия или прорези, часто после установки обсадной колонны, перфорированные на месте. Это неэффективно для водоносных горизонтов, содержащих много песка и гравия, потому что в них есть широкие отверстия.

Сита с непрерывной прорезью изготавливаются из проволоки или пластика, обернутого вокруг ряда вертикальных стержней. Эта конфигурация обеспечивает согласованные, регулярные щелевые отверстия, которые могут быть сконструированы в соответствии с размерами частиц в просеиваемой зоне. Щелевые экраны для труб, которые имеют наименьшее количество открытых участков, имеют прорези, вырезанные на станке в стальном или пластиковом корпусе на заданных расстояниях. Оба они обычно устанавливаются с фильтрующим узлом (гравийный фильтр) , который способствует просеиванию и стабилизации скважины.

Бескамерные переходники

Бескамерные адаптеры обеспечивают санитарное и морозостойкое уплотнение между обсадной колонной колодца и водопроводом, ведущим к дому владельца системы колодцев.

После определения линии промерзания на участке, где устанавливается скважина, переходник подключается к обсадной трубе скважины ниже линии промерзания. Затем вода из колодца отводится горизонтально у адаптера, чтобы предотвратить ее замерзание.

Для получения дополнительной информации о материалах, используемых в системе водозабора, обратитесь к профессиональному подрядчику в вашем районе.

Обсадная труба — Silver-Line Plastics

Наша обсадная труба изготовлена ​​из первичного компаунда типа 1 и класса 1, что превышает требования к материалам стандарта ASTM F-480. Этот продукт специально разработан для использования при строительстве колодцев. Продукты с рейтингом
IC-2 протестированы на соответствие более высоким / более строгим стандартам ударов.

Обсадная труба — график 40 ПВХ
Соответствие стандартам:

  • ASTM D-1785, стандарт для напорной трубы (NSF®-PW-G),
  • ASTM D-2665, стандарт для DWV (NSF®-dwv)
  • ASTM F-480, стандарт для обсадных труб (NSF®-wc)

Материал соответствует стандарту ANSI / NSF® Standard 14.
2 ″ — 10 ″ — длина прокладки
4 ″ — 8 ″ — IC-2 Номинальный
5 ″ — двойной рейтинг Sch 40 / SDR 21

SCH 40 Обсадная труба. Belled End 20 футов.

Устойчивость к гидравлическому разрушению
Номинальный размер Номер позиции Внешний диаметр мин.Толщина стенки Максимальный внутренний диаметр (значение) Мин. Внутренний диаметр (значение) Глубина раструба (дюйм) Внешний диаметр раструба Диаметр входа гнезда Вт / 100 ‘ футов / поддон фунтов / кв. Дюйм Глубина (футы)
2 « 152071 2.375 0,154 2,073 2,021 3 1/2 2,712 2,386 70 2,800 291 672
3 « 152079 3.500 0,216 3,076 3,008 5 1/4 3,972 3,514 144 1,500 250 577
4 « 152081 4. 500 0,237 4,035 3,961 6 5,019 4,517 205 580 152 351
5 дюймов 152108 5.563 0,265 5,043 4,975 7 6,146 5,584 295 460 111 256
6 дюймов 152118 6. 625 0,280 6.076 5,986 7 7,242 6,648 364 520 77 178
8 дюймов 152127 8.625 0,322 7,996 7,888 7 1/4 9,332 8,649 546 280 52 120
10 дюймов 522039 10. 750 0,365 10,035 9,917 8 11,570 10,796 753 220 39 90
12 дюймов 522041 12.750 0,406 11,953 11,825 9 1/2 13,639 12,778 1000 80 32 74
Проведите, чтобы увидеть больше. ..

Обсадная труба — SDR 17 PVC
Соответствие стандартам:

  • ASTM F-480, стандарт для обсадных труб (NSF®-wc)

Материал соответствует стандарту ANSI / NSF® 14
Все размеры указаны для укладываемой длины и номинального значения IC-2

SDR 17 Обсадная труба. Belled End 20 футов.

Устойчивость к гидравлическому разрушению
Номинальный размер Номер позиции Внешний диаметр мин.Толщина стенки Максимальный внутренний диаметр (значение) Мин. Внутренний диаметр (значение) Глубина раструба (дюйм) Внешний диаметр раструба Диаметр входа гнезда Вт / 100 ‘ футов / поддон фунтов / кв. Дюйм Глубина (футы)
5 дюймов 152107 5.563 0,327 4,919 4,821 7 6,277 5,584 360 460 215 497
6 дюймов 152117 6. 625 0,390 5,856 5,740 7 1/4 7,475 6,648 496 520 215 497
Проведите, чтобы увидеть больше…

Обсадная труба — SDR 21 PVC
Соответствие стандартам:

  • ASTM D-2241, стандарт для напорной трубы (NSF®-PW-G),
  • ASTM F-480, стандарт для обсадных труб (NSF®-wc)

Материал соответствует стандарту 14 ANSI / NSF®.
Все размеры соответствуют длине укладки
5 ″ и 6 ″ соответствуют требованиям IC-2
5 ″ имеют двойной рейтинг Sch 40 / SDR 21

SDR 21 Обсадная труба.

Belled End 20 футов.
Устойчивость к гидравлическому разрушению
Номинальный размер Номер позиции Внешний диаметр мин.Толщина стенки Максимальный внутренний диаметр (значение) Мин. Внутренний диаметр (значение) Глубина раструба (дюйм) Внешний диаметр раструба Диаметр входа гнезда Вт / 100 ‘ футов / поддон фунтов / кв. Дюйм Глубина (футы)
2 « 225010 2.375 0,113 2,155 2,103 3 1/2 2,626 2,386 53 2,800 111 256
3 « 225013 3.500 0,167 3,174 3,118 5 1/4 3,868 3,514 114 1,500 111 256
4 « 152082 4. 500 0,214 4.081 4,011 6 4,971 4,517 189 580 111 256
5 дюймов 152108 5.563 0,265 5,043 4,975 7 6,146 5,584 295 460 111 256
6 дюймов 152118 6. 625 0,316 6,004 5,906 7 1/4 7,318 6,648 412 520 111 256
8 дюймов 152128 8.625 0,410 7,820 7,692 7 1/4 9,517 8,649 688 280 111 256
10 дюймов 152133 10. 750 0,511 9,743 9,591 8 11,859 10,796 1088 220 111 256
Проведите, чтобы увидеть больше…

Обсадная труба — SDR 26 PVC
Соответствие стандартам:

  • ASTM D-2241, стандарт для напорной трубы (NSF®-PW-G),
  • ASTM F-480, стандарт для обсадных труб (NSF®-wc)

Материал соответствует стандарту 14 ANSI / NSF®.
Все размеры — длина укладки
5 ″ — 8 ″ соответствуют классу IC-2

.

SDR 26 Обсадная труба. Belled End 20 футов.

Устойчивость к гидравлическому разрушению
Номинальный размер Номер позиции Внешний диаметр мин. Толщина стенки Максимальный внутренний диаметр (значение) Мин. Внутренний диаметр (значение) Глубина раструба (дюйм) Внешний диаметр раструба Диаметр входа гнезда Вт / 100 ‘ футов / поддон фунтов / кв. Дюйм Глубина (футы)
4 « 152084 4.500 0,173 4,163 4,105 6 4,884 4,517 156 580 58 134
5 дюймов 152109 5. 563 0,214 5,145 5,071 7 6.038 5,584 240 460 58 134
6 дюймов 152119 6.625 0,255 6,126 6.042 7 1/4 7,189 6,648 336 520 58 134
Проведите, чтобы увидеть больше. ..

Обсадная труба — специальные размеры
Соответствие стандартам:

  • ASTM F-480, стандарт для обсадных труб (NSF®-wc)

Материал соответствует стандарту ANSI / NSF® Standard 14.
Все размеры указаны для укладываемой длины, а класс IC-2
4-1 / 2 ″ имеет двойной рейтинг Sch 40 / SDR 21

Спец. Обсадных труб. Belled End 20 футов.

Устойчивость к гидравлическому разрушению
Номинальный размер Номер позиции Тип продукта Внешний диаметр мин.Толщина стенки Максимальный внутренний диаметр (значение) Мин. Внутренний диаметр (значение) Глубина раструба (дюйм) Внешний диаметр раструба Диаметр входа гнезда Вт / 100 ‘ футов / поддон фунтов / кв. Дюйм Глубина (футы)
4-1 / 2 « 152098 SDR 17 4.950 0,291 4,378 4.308 6 1/4 5,585 4,968 275 520 215 497
4-1 / 2 « 152099 SDR 21 4. 950 0,190 4,580 4,510 6 1/4 5,371 4,968 187 520 58 134
4-1 / 2 « 152097 СЧ 40 / SDR 21 4.950 0,248 4,464 4,414 6 1/4 5,494 4,968 240 520 130 300
6-1 / 8 «I. Д. 152125 SDR 21 6.900 0,329 6,253 6,180 7 1/4 7,619 6,922 445 400 111 256
6-1 / 4 «I.Д. 152126 SDR 27,6 6.900 0,250 6,411 6.324 7 1/2 7,452 6,922 345 400 48 111
Проведите, чтобы увидеть больше. ..

Строительство типовой скважины и сроки

Строительство типовой скважины и сроки

Типовое строительство водозаборной скважины и сроки

Информационный центр подземных вод штата Монтана

Рисунок иллюстрирует некоторые термины, относящиеся к строительство и исполнение типичная неартезианская вода Что ж. Хотя может быть множество вариаций в деталях, все колодцы должны содержать показаны особенности и могут быть описаны с использованием этих терминов.Артезианские скважины отличаются тем, что они построены так, что давление в водоносном горизонте можно контролировать. В артезианских условиях уровень грунтовых вод будет выше верхняя часть водоносного горизонта и, возможно, над поверхностью земли.

Левая часть чертежа показывает геологические условия для это хорошо. Скважина проникающий грунт, приповерхностный песок и гравий, которые разделены из водоносного горизонта слоем глины, и второй песок и гравий. Нижняя часть второй песок и гравий насыщены и водоносный горизонт. Ниже водоносного горизонта скважина попала в сланец, который не водоносный горизонт. Бурильщик водяных скважин описывает и записывает геологические единицы. в момент бурения скважины. Геологические условия, в которых строятся скважины, сильно различаются, и хотя изображенные на чертеже являются общими, они не отражают все условия, с которыми встречаются все скважины.

Кольцевое уплотнение: Кольцевое уплотнение — это материал между стенкой ствола скважины и обсадной колонной, обычно размещаемый рядом с поверхность земли и предназначена для предотвращения попадания поверхностных вод и других потенциальных загрязнений в колодец.Обычно используемые материалы включают бентонит (липкая глина) и аккуратный цементный раствор (цемент и вода без примесей). песок).

Водоносный горизонт: Водоносный горизонт — это геологическая единица (песок и гравий, песчаник, известняк или другая порода), которая полезное количество воды в колодец или родник.

Скважина: скважина, пробуренная для строительства скважины. Большинство скважин для внутренних колодцев в Монтане лишь незначительно больше, чем обсадная труба.

Кожух: Стальная или пластиковая труба, помещенная в скважину для предотвращения ее обрушения. Корпус герметично прилегает к стенка скважины у поверхности земли с кольцевым уплотнением.

Просадка: Просадка в скважине — это разница между уровнем откачиваемой воды и статическим. (неперекачивающий) уровень воды. Просадка начинается при включении насоса и увеличивается, пока скважина не достигнет « устойчивое состояние » через некоторое время.Поэтому измерения просадки обычно сообщаются вместе с суммой времени, прошедшего с начала откачки. Например: « Просадка составила 10 футов через 1 час после закачки. начало . «

Конус просадки: Понижение уровня грунтовых вод возле скважины, вызванное откачкой, называется «Конус понижения » или иногда «конус впадины ». Когда колодец качает, уровень воды опускаются ближе всего к скважине, и величина просадки уменьшается по мере удаления от скважины увеличивается.На некотором расстоянии от скважины в любой момент времени есть точка, в которой откачка не происходит. меняют уровень грунтовых вод и просадка равна нулю.

Точка измерения: Уровни воды в колодцах обычно указываются как глубины ниже поверхности земли, хотя точкой измерения может быть любое удобное фиксированное место в верхней части колодца. На этом чертеже точка измерения это верх кожуха. Высота точки измерения обычно записывается, чтобы статические уровни воды могли также указывается как высота.

Уровень откачиваемой воды: Уровень откачиваемой воды — это расстояние от поверхности земли (или точки измерения) до вода в колодце, пока ее качает. Время измерения уровня перекачиваемой воды обычно составляет записано также. Например, «» Уровень откачиваемой воды был на 85 футов ниже поверхности земли через 1 час после откачки. началось. «

Экран или перфорация: Все колодцы открыты для водоносного горизонта, так что вода может поступать в колодец.Заканчивания скважин варьируются от « открытый ствол » в консолидированной породе, не требующей обсадной колонны, до « открытого забоя », где единственный способ попадание воды в колодец — через торец обсадной колонны. Однако во многих скважинах есть какие-то колодцы. установлен экран или в кожухе прорезаны перфорации, через которые может попасть вода. Отверстия должны быть правильного размера, чтобы вода могла проникать, а песок и другие водоносные слои — нет.

Статический уровень воды: Статический уровень воды — это расстояние от поверхности земли (или точки измерения) до вода в колодце в непрокачиваемых (статических) условиях.Статический уровень воды может зависеть от климатических условия и откачка близлежащих скважин и часто измеряются повторно, чтобы получить информацию о том, как водоносные горизонты реагируют на изменение климата и развитие.

Выхлопная труба и заглушка: В скважинах, укомплектованных скважинными фильтрами, выхлопная труба может быть установлена ​​ниже экран. Выхлопная труба обеспечивает место, где песок, который может попасть в скважину через фильтр, может осесть. от насоса. Торцевая крышка заставляет всю воду попадать в колодец через экран колодца.Большинство скважин в комплекте с перфорацией не будет выхлопной трубы.

Уровень грунтовых вод: Верхняя часть насыщенной части водного горизонта (также известного как неограниченный) водоносного горизонта. Ниже уровень грунтовых вод, поровые пространства (или трещины) в геологической среде заполнены водой. Над уровнем грунтовых вод поровые пространства заполнены воздухом. Гидрологи часто используют перевернутый треугольник для обозначения воды. стол.

Общая глубина: Общая глубина колодца — это расстояние от поверхности земли до дна.

Урожайность: Количество воды, измеренное в галлонах в минуту, которую скважина производит при перекачке.

Раздел 534.360 — Строительство скважины: обсадная, нев. Админ. Кодекс § 534.360

Текущий до 9 ноября 2020 г.

Раздел 534.360 — Строительство скважины: обсадная труба 1. За исключением случаев, предусмотренных в подразделе 2, все скважины должны быть обсажены до дна ствола скважины и сконструированы таким образом, чтобы предотвратить загрязнение или загрязнение. отходы подземных вод. 2. Если в нижней части ствола скважины не образуется дополнительная вода, чистый цемент, цементный раствор или бетонный раствор необходимо укладывать с помощью трубы-тремора вверх от дна ствола скважины до дна обсадной колонны. . 3. Кожух должен: (a) За исключением случаев, предусмотренных в этом параграфе и NAC 534.362, быть из новой стали или из чистой и использованной в санитарных условиях стали. Могут использоваться другие материалы, кроме стали, если конструкция скважины или геологические условия не позволяют использовать стальные обсадные трубы и профессиональный инженер, имеющий лицензию, выданную в соответствии с главой 625 NRS, одобрил материалы обсадных труб. (b) Без ямок и трещин. 4. Толщина стенки обсадной колонны должна: (a) Для глубины 300 футов или менее соответствовать следующим минимальным спецификациям с учетом допуска фрезерования: (1) Если оболочка проводника составляет 50 футов или меньше, толщина стены должна быть: (I) Не менее 0,141 или 9/64 дюйма, если стена сделана из материала, отличного от гофрированной стальной оцинкованной трубы; или (II) Не менее 0.109 или 7/64 дюйма, если стена сделана из гофрированной стальной оцинкованной трубы. (2) Если глубина кожуха проводника превышает 50 футов, и для всех производственных или промежуточных обсадных труб стенка должна быть достаточно толстой, чтобы соответствовать размерам обсадной колонны, перечисленным в подпунктах (I) — (IV) включительно. : (I) Если корпус меньше номинального размера 10 дюймов, толщина стенки должна быть не менее 0,188 или 3/16 дюйма. (II) Для корпуса номинального размера 10, 12, 14 и 16 дюймов толщина стенки должна быть не менее 0 мм. 250 или 1/4 дюйма толщиной. (III) Для кожуха с номинальным размером 18 и 20 дюймов толщина стенки должна быть не менее 0,312 или 5/16 дюйма. (IV) Для обсадных колонн с номинальным размером более 20 дюймов толщина стенки должна быть не менее 0,375 или 3/8 дюйма. (b) Для глубин более 300 футов необходимо увеличить в соответствии со стандартом Американской ассоциации водопроводных сооружений A100-06 , который настоящим принимается в качестве ссылки. Копию стандарта можно получить по почте в Американской ассоциации водоснабжения, 6666 West Quincy Avenue, Денвер, Колорадо, 80235-3098, по телефону (800) 926-7337 или по адресу в Интернете http: // www.awwa.org по цене 88 долларов. 5. Верх обсадной колонны на всех колодцах должен находиться на высоте не менее 18 дюймов над поверхностью земли или готовой поверхности. 6. Все соединения эксплуатационных обсадных труб должны быть резьбовыми и стыкованными или сварными и быть водонепроницаемыми. Если стыки обсадных труб сварные, каждое стык необходимо приваривать полностью. Точечная сварка стыков обсадных труб запрещена. 7. Бурильщик должен гарантировать, что целостность любой обсадной трубы, которая будет использоваться при строительстве скважины, не будет нарушена хранением, транспортировкой, обращением, перфорацией или воздействием ультрафиолетового света.

Нев. Админ. Кодекс § 534.360

Санкт-инженер, бурение скважин Рег. § 3.01, эфф. 5-19-81-НАК А 1-9-90; 12-30-97; Р009-06, 6-1-2006; R039-12, 6-29-2012; A по R044-14, эфф. 10-24-2014

NRS 534.020, 534.060, 534.110, 534.140

Произошла ли утечка в обсадной колонне вашей скважины?

Обсадная труба — одна из важнейших частей скважины. Это то, что образует классическую трубчатую форму колодца и помогает защитить систему водоснабжения от всевозможных загрязнений и грязи.Корпус, как правило, толстый и прочный, разработан с учетом устойчивости и безопасности. Однако, как и любая другая часть скважины, обсадная труба подвержена повреждениям и в худшем случае может вызвать утечку. Вот все, что вам нужно знать о диагностике утечек в обсадной колонне и о том, что нужно делать для их устранения.

Что такое обсадная труба?

Обсадная труба — это длинная трубчатая конструкция, составляющая тело вашей скважины. Обычно он изготавливается из пластика, углеродистой стали или нержавеющей стали и может иметь разную длину.Большинство колодцев имеют средний диаметр около 6 дюймов. Обсадные трубы предназначены для защиты скважины от внешних загрязнений, по сути, они действуют как стена или барьер между скважиной и многими потенциально опасными или грязными элементами в окружающей среде. Кожухи являются очень важной частью колодца с точки зрения гарантии безопасности и качества воды, которую вы используете каждый день в собственном доме.

Что происходит при утечке из обсадной трубы?

Частично проблема с утечкой из обсадной трубы скважины заключается в том, что ее довольно сложно обнаружить и диагностировать, и именно поэтому так важно регулярно проверять скважину экспертами, а также проводить регулярные проверки качества воды. С учетом сказанного, есть еще несколько общих признаков, на которые вы можете обратить внимание, которые могут указывать на протечку обсадной трубы вашей скважины:

  • Напор воды в вашем доме внезапно начал снижаться или постепенно снижался с течением времени.
  • Цвет воды, выходящей из ваших кранов, каким-то образом изменился.
  • Вкус или запах воды начали меняться.
  • На воде видны следы песка или осадка.
  • Ваши последние тесты качества воды показали наличие некоторых следов загрязнителей.
  • Фильтры для воды истощаются намного быстрее, и кажется, что их нужно менять чаще.

Что делать?

Так что же делать с утечкой из обсадной колонны? Что ж, важно не пытаться решить эту проблему самостоятельно. Ремонт обсадных колонн требует специалистов. В большинстве случаев при раннем обнаружении утечки можно довольно легко устранить. Большинство подрядчиков используют «ремонтную гильзу». Ремонтная втулка, которая представляет собой вторичную трубу, герметизированную внутри обсадной трубыЭта вторичная трубка закрывает место утечки.

Однако, если утечка серьезная, с большим количеством повреждений или коррозии, подрядчики должны принять решительные меры. Может потребоваться установка совершенно новой обсадной трубы или совершенно новой скважины. Очевидно, что это может быть довольно дорогостоящим вопросом и одной из самых больших проблем, с которыми может столкнуться любой владелец при ремонте скважины. Как только вы видите какие-либо предупреждающие знаки или думаете, что у вашего колодца могут быть проблемы, позвоните профессионалам.

Обсадная труба и индикатор глубины

Solinst

2 полезных функции в 1 зонде!

  • Магнитная сборка для обнаружения металлических обсадных труб
  • Наземный извещатель для измерения общей глубины скважины
  • Зонд можно погружать в воду на глубину до 500 м (1650 футов)
  • Измерения считываются с прочной плоской ленты с лазерной маркировкой
  • Стандартная длина ленты до 600 м (2000 футов)
  • Сменные ленты, взаимозаменяемые с другими измерителями
  • Надежный полевой прибор с 3-летней гарантией

Обсадная труба и индикатор глубины Solinst, модель 105, обнаруживает металлические обсадные трубы и измеряет общую глубину скважины с помощью одного зонда. Индикатор обсадной трубы и глубины скважины идеально подходит для определения конца и начала металлической обсадной трубы в новых или существующих конструкциях, полезен при установке скважинных приборов и прост в использовании при измерении глубины скважины. Сильный магнитный узел в зонде обнаруживает обсадную трубу скважины, в то время как узел плунжера в нижней части зонда сигнализирует о глубине скважины.

Сделанный надежным для работы в полевых условиях, новый индикатор обсадной трубы и глубины для 105 скважин является незаменимым инструментом для каждого бурильщика и гидрогеолога!

Удобное использование обсадной трубы и индикатора глубины

  • Измерение общей глубины скважины
  • Устройство колодца грунтовых вод
  • Обнаружение трещин в обсадной колонне
  • Установка экрана телескопического колодца
  • Пакерная и скважинная установка
  • Гидравлический разрыв
  • Подтверждение строительства существующей скважины
  • Вывод из эксплуатации заброшенных скважин

Прочная и простая линия ярлыков


В 103 Tag Line используется груз, прикрепленный к кабелю или ленте с лазерной маркировкой, установленный на прочной катушке. Удобен для измерения глубин при строительстве скважин для мониторинга. Груз снимается, поэтому кабель также можно использовать в качестве поддерживающей веревки.

Измеритель уровня воды P7, модель 101

Измеритель уровня воды 101 P7 определяет статический уровень воды и имеет погружной зонд (до 300 м или 1000 футов), который можно использовать для измерения общей глубины колодца. Доступен с прочной плоской лентой Solinst с лазерной маркировкой длиной до 1500 м (5000 футов).

.

Leave a Reply

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *